Исследование ВЛ 0,38/0,22 кв при неравномерной нагрузке фаз (стр. 3 из 12)
Принятые по [5] номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию [5]:
≤ K 
(4.2)где К
- коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона 
.Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от
[5], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:K
= K 
- 
( 
- ), (4.3)где
- расчетный температурный градиент, 1/ С;K
-табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15 Сº K определяется для = -15 Сº.При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отключения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:
< К 
(4.4)где К
- коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с К [5].Пример выбора двухтрансформаторной подстанции (ТП 8):
S
≤ 
≤ S 
= 126 ≤ 
≤ 160Предварительно выбираем трансформатор мощностью 100 кВА
≤ K = 
= 1,46 ≤ 1,59При отключении одного трансформатора
< К = 
=2,92Отношение > 1,73 , поэтому принимаем трансформатор 250 Ква
Проверка:
≤ K = 
= 0,58 ≤ 1,59 < К = 
=1,17 ≤ 1,73Потери энергии в трансформаторах :
ΔW
= ΔP 
·8760 + ΔP 
· ( 
) 
·τ , (4.5)где ΔP
и ΔP – потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;τ – время максимальных потерь [2].
Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица 4.1 – Выбор потребительских трансформаторов
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1].
Определяются расчетные мощности и токи участка по выражениям (2.21)...(2.26). При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по таблице 5.3 [2](как активных, так и реактивных).
Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [7] с учетом надежности [6]. По F
принимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм -35мм , 15-20 мм -50 мм и более 20-70 мм . Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм [6]. По экономическим интервалам нагрузок провода выбираются по таблице 5.4 [2].Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:
I
≥ I 
, (5.1)Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r
и индуктивное х ; для определения х необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Д 
=1500 мм).Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:
DU
% = 
;(5.2)DU
% = 
; (5.3)где
и Q - мощности, протекающие по участку, Вт и вар; 
- длина участка, м; 
- номинальное напряжения сети, В; 
и 
- сопротивление провода, Ом/км;Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.
Определяются потери электрической энергии на участках
DW
= DР · 8760 + DР · 
· t (5.4)